Elettricità Futura ha trasmesso ad ARERA le proprie osservazioni in relazione alla Consultazione 377/2023/E/eel del 4 agosto 2023 recante “Orientamenti per la riforma della disciplina della profilazione convenzionale dei prelievi ai fini del settlement e del meccanismo di approvvigionamento dell’energia “residuale”
In generale, Elettricità Futura esprime parere positivo per le varie proposte, con alcune riserve, rispetto alle quali si propongono soluzioni alternative. In particolare:
- contrariamente a quanto proposto da ARERA, si ritiene preferibile implementare le modifiche oggetto del DCO in un’unica soluzione di regime dal 1/1/2026, evitando lo step transitorio, da cui potrebbero derivare maggiori costi implementativi e oneri gestionali;
- si propone una soluzione alternativa al meccanismo proposto da ARERA per la profilazione dei consumi dei punti di prelievo non trattati orari/quart’orari.
Si condivide invece la proposta di accentrare sul SII tutti i dati e le azioni inerenti al settlement, con l’auspicio che diventi l’unico interfaccia certificato a cui tutti gli operatori della filiera facciano riferimento nella gestione di tali dati.
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Osservazioni generali
Accogliamo positivamente l’avvio di un percorso di aggiornamento della disciplina del settlement elettrico ormai indispensabile visto le importanti evoluzioni che stanno interessando il settore elettrico quali la sempre più ampia diffusione degli smart meter 2G, l’avvio del nuovo TIDE, la fine della Maggior Tutela e la futura implementazione dello switching inframese. Diverse delle proposte avanzate sono condivisibili seppur su alcuni aspetti più tecnici è necessario valutare qualche proposta alternativa che però per essere strutturata rende a nostro avviso opportuno un ulteriore momento di confronto attraverso le prossime consultazioni, così come tra l’altro già prospettato nel DCO in oggetto.
Un aspetto critico che ci preme rilevare sin da subito riguarda le tempistiche di entrata in vigore delle modifiche alla disciplina nella soluzione di regime che, puntando a una gestione pienamente centralizzata presso il SII di tutte le misure dei punti di prelievo e immissione, inclusi i dati di misura relativi ai punti di interconnessione fra reti di gestori differenti, prevede invece un primo step transitorio al 1° gennaio 2025 a cura di Terna. In merito riteniamo ancora più efficace, e certamente più efficiente, un percorso in cui concentrare gli sforzi direttamente verso la soluzione di regime senza quindi prevedere fasi intermedie o transitori che introdurrebbero, inevitabilmente, oneri ed implementazioni tecniche maggiori dei benefici per il sistema derivanti da una migliore allocazione dei volumi in una breve frase transitoria. Considerato inoltre che su tali argomenti non ci sono milestone di normativa primaria così stringenti se non quelli dettati dalle Direttive UE di entrata in esercizio dello switching inframese nel 2026 e dell’abbandono del regime di tutela di prezzo previste nel 2027, onde evitare “strappi” regolatori (vedi ad esempio l’accelerazione regolatoria avutasi in quest’ultimi anni con la centralizzazione nel SII del settlement gas e le relative criticità emerse e che si stanno ancora affrontando) riteniamo opportuno che l’aggiornamento della disciplina del settlement elettrico converga direttamente verso la soluzione di regime prospettata partendo dal 1° gennaio 2026 invece che dal 1 gennaio 2025. Ciò sarebbe anche coerente con il fatto che i DSO con meno di 100.000 clienti dovranno completare la messa in servizio massiva degli smart meter 2G entro fine 2025.
Tuttavia, senza aspettare l’intera revisione del Settlement è possibile, anzi auspicabile, che sin da subito, in linea con la Direttiva UE sull’ISP, tutti gli scambi in bilaterale fra i distributori ed i diversi soggetti a cui a vario titolo vengono inviate le misure di immesso e prelevato (Terna e GSE) prevedano prima possibile una granularità quartoraria del dato di misura, coerentemente con la gestione dei prelievi orari che già oggi vengono messi a disposizione del SII (e da questo ai Trader) tramite flussi std inviati dai DSO proprio con granularità quartoraria.
Osservazioni di dettaglio
Gestione dei dati di misura funzionali alla nuova disciplina del settlement dell’energia elettrica
S.1. Si ravvedono criticità nel modello prospettato per la gestione dei dati di misura ai fini del settlement? Se sì, quali?
Concordiamo con il modello prospettato per la gestione dei dati di misura ai fini del settlement utilizzando misure quart’orarie per i punti di immissione e prelievo trattati orari e misure profilate quart’orarie per i punti non trattati orari. Inoltre, siamo favorevoli alla gestione delle rettifiche in SEM1 e SEM2 per la definizione delle curve quart’orarie profilate – in capo al SII – comprensive delle misure effettive dei punti non trattati orariò. Infatti, tale gestione dal punto di vista dell’Utente del Dispacciamento è vista positivamente poiché porta a stime più precise sui mesi e quindi partite esigue in fase di conguaglio poiché i prelievi che saranno attribuiti in acconto agli UdD saranno più aderenti ai prelievi effettivi. Pertanto, quello prospettato rappresenta un meccanismo più efficiente del load profiling che prevede una sessione di conguaglio sui dati di misura dell’anno precedente e più adatto ad un contesto caratterizzato da un perimetro stabile di punti trattati non orari tale da giustificare un meccanismo basato sulle stime dei volumi prelevati.
S.2. Si ritiene corretto affidare al SII, come passaggio finale della riforma, il ruolo di interfaccia unica per la messa a disposizione dei dati di settlement a Terna e di perequazione a CSEA?
Come detto in premessa, condividiamo l’intento di centralizzare sul SII tutte le attività del settlement in modo da sviluppare l’attuale hub centrale delle misure dei prelievi anche per tutte le altre misure facendolo quindi diventare il SII l’unica interfaccia certificata a cui tutti gli operatori della filiera devono far riferimento nella gestione di tali dati ivi compresi Terna, CSEA e GSE che oggi invece continuano ad interloquire in bilaterale con i DSO su portali e tracciati diversi.
Con specifico riferimento all’attività dei DSO, auspichiamo infatti che, con la piena centralizzazione in un unico hub – quale il SII – di dati e attività sul settlement, per gli operatori sia possibile disporre di tutte le informazioni sugli elementi di calcolo del settlement e dei meccanismi perequativi in anticipo rispetto al momento in cui verranno successivamente resi noti, al fine delle migliori valorizzazioni possibili nei propri prospetti di pianificazione finanziaria.
Determinazione dell’energia residuale
S.3. Si ravvedono criticità nella metodologia di determinazione dell’energia residuale prospettata? Se sì, quali?
Rimandiamo alla prossima consultazione più prettamente dedicata al tema della riforma della disciplina delle perdite per poter avere maggiori dettagli sugli orientamenti prospettati da ARERA e poter conseguentemente delineare un posizionamento complessivo.
Approfittiamo comunque dell’occasione per anticipare dei dubbi sulla proposta di determinare l’energia residuale anche per singola Cabina Primaria per DSO di riferimento (5.8 del DCO). Infatti, questo rappresenterebbe un rilevante aggravio per i DSO (dovrebbero replicare le simulazioni previsionali per ogni CP) a fronte di risultati non completamente affidabili (aggiornamento non costante e continuo tra singoli POD e relativa CP).
Modalità di approvvigionamento degli usi propri della trasmissione e della distribuzione
S.4. In relazione a quanto prospettato al punto 5.9 si richiede alle imprese distributrici di descrivere la situazione afferente al proprio ambito territoriale?
S.5. Si ravvedono criticità nel prevedere che le imprese distributrici approvvigionino esclusivamente sul mercato gli usi propri misurati? Se sì, indicare quali
Rimandando alla risposta allo spunto di consultazione S.3, si possono qui già anticipare le seguenti possibili criticità:
- tempistiche di implementazione non sufficienti: la consultazione non definisce i tempi e i modi per effettuare il passaggio. È necessario che sia sufficientemente lungo e agevole per minimizzare gli impatti per gli operatori;
- maggior costo di approvvigionamento: attualmente gli usi propri in maggior tutela sono soggetti al solo RUtd a copertura del costo dell’energia. Nel caso vengano gestiti sul mercato libero, il DSO rischierebbe di dover sostenere anche altri costi (oneri generali di sistema, accise, …). È pertanto necessario che sia introdotta una nuova tariffa dedicata agli usi propri, con esenzione dal pagamento degli altri oneri anzidetti;
- impropria corretta attribuzione dei costi: il punto 5.10 del DCO propone che il DSO debba approvvigionare anche gli usi propri della trasmissione. Dal momento che gli stessi servono per le attività di altro soggetto (il TSO), si ritiene che tali usi vadano attribuiti al soggetto che ne beneficia.
Modalità di approvvigionamento dell’energia residuale e allocazione dei relativi costi
S.6. Quale tra le due soluzioni prospettate in merito alle modalità di approvvigionamento dell’ER e di allocazione dei relativi costi si ritiene preferibile? Perché? Si ritiene invece preferibile prevedere che sia l’impresa distributrice a scegliere se applicare l’opzione A oppure l’opzione B? Perché?
Ci è difficile fornire una risposta certa al quesito in quanto non si hanno ancora a disposizione le proposte di dettaglio sulla revisione dell’attuale meccanismo di perequazione delle perdite di rete, oggetto di un futuro DCO (si veda la risposta al quesito S3). Senza tali elementi non è possibile valutare pienamente l’impatto della misura. Ci riserveremmo quindi di esprimere la nostra preferenza tra le due soluzioni proposte una volta che saranno sottoposti a valutazione degli operatori anche tali aspetti.
In ogni caso riteniamo necessario che si dettagli meglio il meccanismo di approvvigionamento dell’energia residuale proposto nella soluzione A, in cui occorre definire ad esempio che alcune componenti tariffarie (mis, Arim, Asos, etc...) non rilevano ai fini dell’approvvigionamento dell’energia per usi propri e dovrebbero essere quindi azzerate nelle fatture del trasporto ai trader.
Inoltre, è fondamentale che qualunque soluzione venga adottata consenta comunque di premiare (penalizzare) il singolo DSO in funzione delle sue perdite minori (maggiori) rispetto alla media nazionale.
Profilazione quart’oraria dei dati di misura non trattati orari/quart’orari
S.7. Si ritiene condivisibile applicare anche ai prelievi non quart’orari il meccanismo attualmente adottato per profilare le misure dei punti di immissione non trattati orari? In caso contrario argomentare.
Riteniamo che l’algoritmo di profilazione proposto piatto per fascia o piatto per mese in luogo dell’attuale profilazione oraria tramite i c.d. CRPP sia sicuramente semplificativo rispetto alla situazione attuale: considerando che con la diffusione sempre maggiore dell’installazione degli smart meter 2G il perimetro dei punti non trattati orari sarà sempre più ridotto (previsti al 31/12/2025 il 90% dei punti di prelievo trattati orari anche per i DSO fino a 100k POD ai sensi della Delibera 106/2021), per gli UdD la profilazione per fasce dei punti di prelievo non trattati orari in modo analogo a come vengono già gestiti quelli di immissione non trattati orari risulta una semplificazione.
La soluzione proposta è però migliorabile perché non elimina totalmente le incertezze nella gestione della profilazione dei consumi dei punti di prelievo, dato che non si avrebbero evidenze dell’effettiva distribuzione del consumo rispetto ai quarti d’ora considerati. A tal fine chiediamo di valutare soluzioni alternative, improntate al requisito di chiarezza e semplicità, e universalità di utilizzo (dovrebbe essere l’unico algoritmo utilizzabile per il settlement da Terna e dal SII) per approssimare in maniera più precisa l’andamento dei consumi reali di tale tipologia di clienti che hanno ancora installato un misuratore non trattato orario.
A tal proposito, chiediamo di valutare - per la profilazione dei punti di prelievo non trattati orari/quart’orari - l’applicazione di un meccanismo che consideri lo shape dei prelievi aggregati dei clienti finali dotati di misuratore orario (2G o in generale in bassa tensione) per profilare i volumi dei punti analoghi ancora non trattati/misurati orari/quart’orari. Nel concreto, ciò si traduce nell’applicazione del profilo dei punti trattati orari in portafoglio ai punti di prelievo non trattati orari/quart’orari con caratteristiche simili. Questo eviterebbe un profilo piatto per fascia/mese in luogo di un andamento più vicino ai consumi orari reali del cliente consentendo una previsione più accurata e una profilazione ex post (piuttosto che ex-ante come quella proposta in consultazione) che tiene conto dell’impatto delle variabili meteorologiche e non necessita di alcun conguaglio.
In tema di tempistiche di implementazione del nuovo meccanismo, rimandiamo a quanto espresso nelle premesse e meglio rappresentato allo spunto S.13.
Aggregazione dei dati di misura dell’energia elettrica immessa e prelevata
S.8. Si ritiene condivisibile trasferire nel SII l’intera attività di aggregazione delle misure? Perché?
Condividiamo con la proposta fermo restando che andranno verificate poi le soluzioni di dettaglio che verranno attuate nelle scelte definitive e nelle specifiche tecniche che emanerà il SII.
Entrando nei dettagli operativi, cogliamo l’occasione per segnalare che il DSO, anche nel caso non sia più in futuro responsabile dell’aggregazione con valenza comunicativa verso l’esterno, dovrà comunque mantenere tale attività – sebbene in parte un po’ semplificata – al suo interno, al fine di verificare nel tempo la correttezza dei dati indicati dal sistema. Pertanto, la modifica regolatoria comporterà una totale eliminazione del ricavo per corrispettivi ex. art. 15 TIS, a fronte di una sola parziale riduzione del relativo costo sostenuto. In ragione di ciò, chiediamo di valutare l’opportunità di una ricalibrazione del corrispettivo ex. art. 15 TIS riconosciuto al DSO, anziché la sua completa eliminazione.
Revisione delle tempistiche di messa a disposizione dei dati di misura dell’energia elettrica immessa e prelevata profilati quart’orari
S.9. Nella prospettiva di rivedere le tempistiche per il consolidamento del settlement mensile, quali criticità si ravvedono nell’anticipare la messa a disposizione delle misure dei punti di prelievo non trattati orari?
S.10. Si ritiene opportuno individuare tempistiche differenti? Quali e perché?
Condividiamo l’obiettivo di anticipare la messa a disposizione dei dati di misura non orari, tuttavia riteniamo eccessivamente sfidante la proposta di anticipare l’attuale termine dal 20° al 7° giorno del mese successivo a quello cui le misure si riferiscono. Infatti, con tempistiche così stringenti minimizzano i margini temporali per i DSO per rilevare le letture per un numero elevato di POD che singolarmente contribuiscono marginalmente ai volumi complessivi di interesse dei venditori, e quindi c’è un alto rischio che il DSO sia costretto ad aumentare il numero di stime per i punti che non è stato in grado ancora di leggere. Di conseguenza, l’aumento dei dati stimati determinerebbe inevitabili ripercussioni sia sul cliente finale, che non si vedrebbe attribuito l’effettivo valore dei propri consumi, sia sui Venditori, che dovrebbero gestire potenziali reclami o richieste di chiarimenti da parte del cliente stesso, e si vanificherebbe il beneficio ricercato con l’anticipazione della resa disponibile di tali misure.
Siamo quindi favorevoli ad una riduzione delle tempistiche ma che sia più contenuta per garantire un maggior equilibrio tra l’obiettivo proposto dall’Autorità ed il suddetto rischio di avere dati di misura meno precisi. Ad esempio, un anticipo proponibile potrebbe essere quella di portare l’attuale termine intorno al giorno 15 del mese successivo a quello di competenza.
Relativamente all’entrata in vigore di queste modifiche, si rimanda a quanto espresso alla risposta S13.
S.11. In relazione ai punti di prelievo monorari con potenza disponibile inferiore ai 16,5 kW, anche alla luce del numero esiguo di tali punti di prelievo e della difficoltà di raggiungere questi misuratori per leggerli, si condivide l’orientamento di introdurre l’obbligo di messa a disposizione mensile di dati di misura stimati per la determinazione delle curve orarie profilate ad essi corrispondenti? Quale altra soluzione potrebbe essere adottata?
In merito allo spunto S.11, si comprendono le ragioni sottostanti tale proposta e, qualora adottata, si chiede che sia affiancata dall’introduzione di opportuni meccanismi incentivanti proposti al punto 5.21.
Revisione dei coefficienti di perdita standard del TIS
S.12. Si condivide quanto proposto in materia di revisione dei coefficienti di perdita standard? Diversamente motivare.
Dal punto di vista del venditore è senz’altro condivisibile quanto proposto in materia di revisione dei coefficienti di perdita standard. Per quanto riguarda le perdite commerciali, tuttavia, non riteniamo corretta la loro completa inclusione nel Delta Perdite, che rappresenta un elemento dell’Energia Residuale, approvvigionata direttamente/indirettamente dal DSO (5.14 del DCO). Infatti, il DSO non ha le leve per controllare – e contrastare - interamente il fenomeno dei furti di energia.
Ciò detto, rimandiamo a quanto già espresso nella risposta allo spunto di consultazione S.3 riguardo una discussione più approfondita del tema nella prossima consultazione più prettamente dedicata al tema della riforma della disciplina delle perdite.
Tempistiche di implementazione della soluzione a regime
S.13. Si condividono le tempistiche prospettate? Quali ulteriori elementi devono essere presi in considerazione per valutare le tempistiche di entrata in vigore della nuova disciplina?
Come espresso in premessa, al fine di ottimizzare il più possibile gli investimenti e gli interventi sui sistemi di tutti i soggetti coinvolti, SII in primis, riteniamo preferibile che si posticipi al 1° gennaio 2026 la data in vigore della nuova disciplina, ma implementandola direttamente nella sua soluzione “di regime”, senza passare dallo step intermedio indicato al punto 5.24 del DCO.
